Анализ принципов обустройства месторождения Ракушечное презентация

Цель - выбор диаметра труб внутрипромыслового многофазного трубопровода от м-я Ракушечное до ЛСП м-я им. В. Филановского, обеспечивающего стабильные режимы его работы. Кроме того, провести оценку гидравлических рисков при работе газопровода внешнего транспорта попутного нефтяного газа группы северокаспийских месторождений ПАО «Лукойл» в закритическом состоянии.

В Российском секторе Каспийского моря начиная с 1995 года ГРР проводятся в основном компанией ЛУКОЙЛ на 5 лицензионных участках.

Особенности обустройства месторождений и структур Северного Каспия
При принятии решения о комплексной разработке месторождений учитывались следующие факторы:
значительная разнородность месторождений
наличие нескольких эксплуатационных объектов
наличие трудноизвлекаемых углеводородных ресурсов
необходимость обеспечения динамичного темпа ввода месторождений
и перспективных структур

Месторождение Ракушечное

«ЛУКОЙЛ» планирует и дальше увеличивать добычу на Каспии. В 2001 году было открыто месторождение Ракушечное — оно расположено на глубине моря 4 м в непосредственной близости от месторождения имени В. Филановского,

Разработка месторождения Ракушечное реализуется скважинами, пробуренными с ледостойкой стационарной платформы ЛСП, со следующим
распределением проектного фонда скважин:
− 11 добывающих скважин неокомской залежи и 2 добывающих скважины
аптской залежи;
− 5 водонагнетательных скважин неокомской залежи и
1 водонагнетательная скважина аптской залежи;
− 1 газонагнетательная скважина аптской залежи;
− 5 резервных слотов для скважин.

Основные характеристики месторождения:
− тип месторождения – нефтегазоконденсатное;
− средняя температура жидкости на устье составит, °С ............. 63;
− содержание сероводорода, % ............................................. 0;
− плотность нефти в стандартных условиях, кг/м3 ........... 832 – 833.
Среднее устьевое давление добывающих скважин составит:
− 3,6 ... 5,0 МПа (абс.) для неокомской залежи;
− 4,4 ... 5,7 МПа (абс.) для аптской залежи.
Среднее устьевое давление водонагнетательных скважин для неокомской
залежи составит 3,5 ... 5,8 МПа (абс.)
Устьевое давление водонагнетательной скважины для аптской залежи
составит 7,0 МПа (абс.)
Устьевое давление газонагнетательной скважины для аптской залежи
составит 11,1 … 10,8 МПа

Выбор оптимального диаметра труб внутрипромыслового многофазного трубопровода от м-я Ракушечное до ЛСП м-я им. В. Филановского
Протяженность- 7,6км
Проектный диаметр- 16” (406.4мм)

При расчётном моделировании гидравлики двухфазного транспорта скважинной продукции использовался программный комплекс PIpePhase 9.1, который позволяет вполне адекватно моделировать движение двухфазных потоков в трубопроводе.
Поскольку за время разработки месторождения соотношения между объёмами добываемой нефти, попутного газа и пластовой воды постоянно меняются, то в соответствии с этим, постоянно меняется компонентный состав пластовой продукции. В Табл. 1 приведены компонентные составы пластовой продукции на 2022, 2028 и 2037 г.г.

●В работе в результате численного моделирования перекачки скважинной продукции м-я Ракушечное была показана целесообразность использования для внутрипромыслового трубопровода труб меньшего диаметра- 317,4 мм.
● Используя меньший диаметр труб межпромыслового трубопровода можно обеспечить большую стабильность движения газожидкостного потока по рельефному трубопроводу, увеличив число более устойчивых режимов течения на участках трубопровода.

В работе была дана оценка гидравлических рисков при работе газопровода внешнего транспорта попутного нефтяного газа в закритическом состоянии.
Протяжённость -397,3 км
Диаметр - 761,8 мм
Проектная производительность -18,2 млн. куб. м
По известному составу попутного нефтяного газа была получена его фазовая диаграмма

Отход от проектной технологии эксплуатации сепараторного оборудования на площадке ЦТП м/р им. В. Филановского и проектной работы газопровода рассматривался в нашей работе на основании предположения о том, что фактическое содержание жидких углеводородов в подготовленном для внешнего транспорта в закритическом состоянии попутном нефтяном газе превышает проектное на 25. 50, 75, 100 и 150%. Таким образом, моделировалась работа газопровода для пяти составов газа:

Зависимость объёмов жидкой фазы (в м3), выпадающей в холодный период года, в зависимости от отклонения (в %) содержания компонентов от С4+

Зависимость объёмов жидкой фазы (в м3), выпадающей в тёплый период года, в зависимости от отклонения (в %) содержания компонентов от С4+

Выводы:
Во-первых, это приводит к незначительному росту гидравлических потерь в трубопроводе.
Во-вторых, рост скорости газожидкостного флюида и уменьшение объёмного расходного содержания по мере разработки месторождения приводят к выравниванию скоростей потоков жидкой и газовой фаз и к большей стабильности движения газожидкостного потока по рельефному трубопроводу.
В качестве возможного решения возникающей проблемы можно рекомендовать эксплуатацию газопровода с повышенным уровнем давления на время работы сепарационного оборудования в нештатном режиме.

Сапасибо за внимание!

Транспорт с реагентом
«Servo CW-288»

В соответствии с проектными данными, кинематическая вязкость товарной нефти месторождения при температуре 20°С составляет в среднем 9,0*10-6 м2/с, а при температуре 50°С составляет в среднем 2,7*10-6 м2/с, температура застывания в среднем 9°С. Массовое содержание парафинов в среднем составляет 8,78 %, селикагелевых смол 1,45 %, температура плавления парафина 52°С